主题：【讨论】烟气含湿量50%是什么概念啊？
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发表于： 19:42:40
烟气含湿量50%是什么概念啊？烟温85°C，测得的含湿量50%，仪器测量范围是0-60%！感觉数据不对，想不到原因！！但水汽真的很大。
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ID：jingsheng
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简单地说50%是废气，50%是水蒸气。前面消烟除尘采取的是否是湿法？
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ID：huangula
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50%是用什么方法测定的，85度的烟温，这么高的水气，就算是麻石水膜除尘，我个人感觉也是有问题。
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应该是相对湿度。查85度时的饱和蒸汽压，计算绝对含湿量。
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用干湿球法测的，应该测的是绝对含湿量！是工业废气废气中应该有个饱和量吧？
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ID：wenxina
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50%可能吗？
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ID：<span class="gray0 username_1971912
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是啊 不太可能啊 我们测出来一般也就5左右
峰 (Davon)
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ID：dongli5203
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用的什么仪器测得?
baoxueheng
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ID：baoxueheng
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水汽很大，做含湿量不一定会很高，你的做法肯定是有问题的，还有你没有说你前边净化设备是什么，水膜除尘还是酸洗？？
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ID：to4587
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50%基本是不可能的。干湿球法测含湿要注意读数时间，最好不要长时间等待读数，因为时间过长会影响其准确性，根据以往经验我一般在1~3分钟左右读取。下载作业帮安装包
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脱硫后的含湿量是 什么概念？
护花MK91FE33
你是指烟气含湿量吗？
烟气中的湿度
烟气中水的体积含量
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循环流化床锅炉的烟气浓度如何计算？
请问谁有计算公式，关于循环流化床锅炉的烟气量 烟气浓度 二氧化硫浓度等的计算
不甚感激啊！
期待有人给与解答
因为和普通锅炉的计算方法不太一样
本帖最后由 fifibaba 于
15:53 编辑
不太明白，应该是没有专门的公式。循环流化床锅炉烟气量主要取决锅炉运行参数的选取，产生的烟气有一部分用于炉内循环，但因为烟气参与炉内循环，烟尘和污染物浓度比一般的锅炉要高。和普通锅炉的区别就在这。给你几个帖子参考下，也可以自己用google在站内搜索：
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楼上专家 你好
因为最近在做一个关于循环流化床的烟气浓度计算
我计算出来是2000毫克每立方米
但是《锅炉大气污染物排放标准》里有一个关于锅炉烟气初始浓度的限制
对循环流化床限制是15000 这样一来 差别太大了
就是不知道该怎么计算啊 ？ 希望赐教啊
应该设计的有参数的,看一下设计说明书
我以前算过循环流化床的烟尘浓度，没有处理的初始浓度有20000多，套公式，用沸腾炉的系数。
楼上的 浓度不能超过15000的啊&&难道这里没有计算过循环流化床锅炉烟气浓度的吗？
楼主怎么算的，这个循环流化床把我搞的头疼&
本帖最后由 fifibaba 于
23:15 编辑
2000的浓度肯定不对，实际上，根据我了解的监测站大型循环流化床锅炉的实测数据，烟尘初始浓度一般都在10000以上，平均值在25000左右，峰值最高达60000。今天手头没资料了，如果需要，周一发一些资料给你参考，记得提醒一下我你的邮箱，怕忙起来又忘了。循环流化床的氮氧化物一般是低的，因为普遍采用低氮燃烧器，燃烧温度一般控制在850摄氏度左右。烟尘浓度则不仅取决于设计煤种（主要是煤质的灰分），还取决于循环烟气量的大小，而循环烟气量在实际操作中变化又很大；同时由于部分烟气回炉循环使用，空气过剩系数也偏小，对换算标态浓度值又是副作用；再者，因为掺烧石灰石脱硫，也增加烟尘的贡献。因此，循环流化床的烟尘计算最好类比，即使有公式，也要套用统计资料，使用经验系数。
可以参照第一次污染源普查中的数据
非常感谢大家的帮助 继续学习中！
本帖最后由 柳随风 于
21:28 编辑
楼上有为 所言 是 锅炉烟气初始排放浓度。这个数值一般远大于 锅炉大气污染物排放标准 规定的。
也是我的一个疑问，请了解这个问题的人能做一下更深入的解释。
不光这个类型的锅炉，其他类型的锅炉都存在这个问题。
本帖最后由 柳随风 于
21:27 编辑
fifibaba&&
楼上专家 你好
因为最近在做一个关于循环流化床的烟气浓度计算
我计算出来是2000毫克每立 ...
djtwiseboy 发表于
& & 你这个问题也是我想知道的。
& &而我计算的都是大于标准规定的数值。
有个循环流化床锅炉论文集，里面有几篇跟除尘相关的文章，，请参考一下吧。
关于楼上的问题 锅炉烟尘初始浓度是对锅炉制造厂商的要求，因为锅炉烟尘排放浓度和除尘设备除尘效率的限制，决定锅炉烟尘初始浓度必须在一定的范围，超过了这个范围，现有除尘设备也会无能为力。举例来讲，三电场静电除尘器除尘效率一般为99%，烟尘排放浓度标准为50毫克每立方米时，锅炉的烟尘初始浓度就要小于5000毫克每立方米；而锅炉初始浓度为10000毫克每立方米以上时三电场静电除尘器99%的除尘效率就偏低了，需要四电场静电除尘器，效率要达到99.5%；锅炉烟尘初始浓度达到20000毫克每立方米时，就需要除尘效率达到99.75%的除尘器。对选定一定除尘效率的除尘器来讲，计算锅炉烟尘的初始浓度一般只要用排放的浓度范围反推验算一下，就可判定初始浓度范围是否合理。
还是希望继续探讨
达到共同解决
和谐解决！
还是没有完全搞明白
这样的公式我在论坛中发过了(部里批的报告也用过的)，而且，也有其他坛友发过，请搜索。
另外，下表是一监测数据（130t/h）
除尘器进口& & & & 烟气温度（℃）& & & & 101& & & && && && && && && &101
烟气流速（m/s）& & & && && && && &8.62& & & && && && && && && &8.46
实测烟气量Qs（m3/h）& & & & 1.74*10^5& & & & 1.71*10^5
标干态烟气量Qsnd（N.m3/h）& & & & 1.13*10^5& & & & 1.11*10^5
烟气含湿量（%）& & & && && && && &8.8& & & && && && && && && & 8.8
烟尘排放浓度（mg/N.m3）& & & & 27257& & & && && && && && &&&22767
烟尘排放速率（kg/h）& & & && && && &&&3080& & & && && && && && &&&2527
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燃煤电厂高湿烟气排放对环境的影响与对策研究马双忱，柴晋，焦坤灵，马岚，别璇华北电力大学（保定）环境学院，河北保定 071003&摘要：综述了燃煤电厂排烟中湿份的来源和高湿烟气排放对环境的影响。指出燃煤电厂排烟湿份主要来源于煤燃烧过程中氢元素的释放和湿法脱硫系统烟气带水。高湿烟气排放造成整个低层大气湿度增加，不利于低空大气污染物扩散甚至影响电厂周围局部气候；高湿烟气排放还促进大气污染物二次转化，加速气溶胶吸湿增长，改变气溶胶光学特性，影响大气能见度。对电厂自身而言，高湿烟气排放会造成电厂水耗增加，带走大量汽化潜热，不利于节水和余热回用；而且高湿烟气中SO3等酸性气体引发锅炉尾部烟道低温腐蚀，危害设备寿命；湿法脱硫后高湿烟气产生“石膏雨”，危害电厂周边环境。通过对国内外燃煤电厂高湿烟气排放的研究分析，作者认为高湿烟气排放引起的整个低层大气相对湿度和大量亚微米颗粒物数目的增加对持续性雾霾天气有一定贡献，对其定量化的研究是下一步高湿烟气排放的研究重点。关键词：高湿烟气；相对湿度；环境影响；雾霾&0 引言&最近几年，中国各地雾霾频上新闻头条，重污染下雾霾锁城，PM2.5爆表，“心肺之患”肆虐华北。大范围的持续雾霾天气的频繁发生，极大地影响了中国社会经济发展和人们的身体健康。多次严重雾霾污染引发人们对于环境问题的关注，也生发出更多质问和治理思考。对于雾霾的成因和污染物来源目前已经有了相当深入的研究，Jin X C等[1]对北京源解析结果显示，在本地PM2.5污染中，燃煤、机动车、工业生产为主要来源，占比分别为29.2％、26.2％、23.3％；而京津冀其他地区PM2.5的主要来源清一色为燃煤，廊坊燃煤源占比甚至超过50％。由此可见，燃煤烟气污染是雾霾的主要来源之一，据统计，我国每年排入大气中90％的SO2，70％的烟尘，85％的CO2都来自燃煤，其中超过50％的污染物来自火电厂，燃煤电厂作为燃煤大户已成为中国控制大气污染的重点监管领域。2014年9月，三部委“行动计划”出台，明确了新建电厂超低排放标准（即烟尘、SO2、NOx排放浓度不超过10、35、50mg/m3），2015年12月2日，国务院决定全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，如此的减排力度让空气污染排放总量逐步下降，据环保部门重点监测，与2014年相比，SO2、NO2、PM10、PM2.5年浓度分别下降38.1%、11.8%、12.3%、6.2%。尽管中国的污染物得到有效治理，但雾霾现象仍层出不穷，原因何在？显然，雾霾的治理不能简单的停留在单纯的控制污染物浓度的层面，虽然人为环境污染是形成霾污染的本质内因，但由于排放基数大，强度高，环境容量几近饱和，在排放源相对稳定的情况下，作为外因的不利气象条件往往是形成雾霾天的决定性因素[2-3]，其中较高的大气相对湿度是雾霾稳定存在，导致持续性雾霾天气的重要原因。Mei X U等[4]通过对天津地区灰霾日年变化的统计并探究不同气象因子对灰霾日年变化的影响发现，湿度对天津年灰霾日数影响最大；Tong Y Q等[5]的研究表明，较高的相对湿度有利于霾的出现，且能见度和相对湿度呈负相关；Yin Z C等[6]发现阴霾和水分条件之间的正相关关系(降水和湿度)明显加强，相对湿度增加会引起气溶胶粒子的吸湿性增强，是阴霾天气的一个关键控制因素；Quan J等[7]监测分析了不同气象因素与北京雾霾天气的关系得出，相对湿度的和气溶胶浓度增加引起的大气能见度的下降是导致雾霾天气发生的主要原因。中国90％电厂采用石灰石-石膏湿式烟气脱硫系统（WFGD）脱除SO2，我国大气的平均湿度仅为9 g/Nm3，而脱硫后烟气湿度一般在100~200g/Nm3[8]，锅炉排烟湿度超出大气平均湿度10倍以上；从总量上看，按吨煤烟气湿法脱硫带来1吨水估算，我国燃煤锅炉烟气湿法脱硫每年向大气排放约40亿吨的水蒸汽[9]。如此庞大的水蒸汽排入大气势必会导致其相对湿度的增加。而国内外对高湿烟气的环境影响却鲜见研究。另外，高湿烟气中携带的大量亚微米颗粒在进入大气后很快成为水蒸汽的凝结核，加剧了雾霾的形成。本文总结了燃煤电厂烟气中湿份的来源，综述了高湿烟气研究进展，从环保角度出发，阐述了高湿烟气排放对环境的影响并给出对策建议。1烟气中湿份的来源早期研究表明，静风、逆温层、污染源三者构成雾霾存在的必要条件[10]，但是随着研究的深入，高湿环境逐渐受到关注[4-7]，而燃煤电厂高湿烟气的排放是增加大气湿度的一个非常重要因素，无疑成为关注的焦点。燃煤电厂排放的烟气中水蒸汽含量达到12%-16%[11]，烟气中湿份最主要的来源是锅炉中煤的燃烧和湿法脱硫系统。此外，烟气脱硝系统、湿式除尘器也会造成排烟湿度的增大，但是相对于燃煤和湿法脱硫系统产生的水量极少。1.1煤的燃烧水蒸汽是煤燃烧的一大产物，根据煤种、煤质和机组容量的不同，燃煤产物中的水蒸汽量有很大差异，以褐煤为燃料的电厂，煤燃烧所产生的烟气中水蒸汽体积分数在10%-12%，当燃料为烟煤时，水蒸汽含量在7%-10%。1 kg煤在理论空气量下燃烧所生成的烟气体积称理论烟气体积，它包括CO2、SO2、NOx和水蒸汽等，在理论烟气体积中水蒸汽一部分是煤中氢元素与氧反应的生成物，而另一部分是原煤中水分的蒸发，还有一小部分是随氧化空气带入的[12]。氢是煤中第二个重要的组成元素，以有机氢和无机氢的形式存在。氢含量随着煤中碳含量的增加而下降，通常碳含量在80～86％之间时，氢含量最高[13]。即在烟煤的气煤、气肥煤段，氢含量能高达6.5％。在碳含量为65～80％的褐煤和长焰煤段，氢含量多数小于6％；煤中水分的赋存状态分为两大类[14]：一类是与矿物质相结合的水，称为化合水或结晶水。如石膏（CaSO4·2H2O）和高岭土（Al2O3·2SiO2·2H2O）中的结晶水就是以化合形式与矿物质相结合，这部分水分通常要在2000℃以上的温度下才能分解析出。如CaSO4·2H2O中的2个分子结晶水要在5000℃以上才能完全脱除，在1700℃时能脱除其中1.5份结晶水。工业分析中的水分则不包括这部分结晶水。另一类水分是以物理状态与煤的有机物质相联系，即水分以附着和吸附等形式存在于煤中，这部分水统称为游离水分。这些游离水分在105℃-1100℃的温度下经过一定时间的蒸发即可全部脱除。锅炉炉膛温度可达到1500℃，在这个温度下，游离水分可以完全脱除，而结晶水只有少量分离；此外，为保证燃料的充分燃烧，需要以一、二次风的形式向锅炉中通入氧化空气，这部分空气也会带入少量的水分。盛益平[12]对燃煤产生的水蒸汽体积的计算公式进行了如（1）式的修正，不同煤种的煤质参数在表1中列出[15]。 & & & & & &（1）式中： Har—燃煤收到基氢分；War—燃煤收到基水分；a—除尘器出口过剩空气系数；Vo—燃烧l kg煤的理论氧化空气量m3/kg。表1 &常用煤种的煤质参数煤种H含量%全水%空干基水分%实际煤耗量t/h过剩空气系数理论风量m3/kg褐煤3.2829.614.23801.194.15烟煤2.843.781.892841.194.991.2湿法脱硫系统带入湿法脱硫（WFGD）是国内外燃煤电厂应用最多和最成熟的烟气脱硫技术。其基本原理是：以是以石灰石浆液等碱性溶液为吸收剂，通过喷淋使脱硫浆液与烟气中的SO2发生气液两相传质和反应，通过强烈的液气接触获得较高的脱硫效率，生成CaSO4，以达到去除SO2的目的。图1是脱硫系统水平衡模型[16-17]。在脱硫过程中，由于进脱硫塔内的烟气温度较高，在气液接触时浆液中的一部分水会汽化，形成饱和态水蒸汽，同时烟气还携带了大量的细小水雾滴，然后经吸收塔顶部的除雾器，除去烟气中所夹带的浆液和水雾，通过烟囱排放到大气。在正常工况下，除雾器出口烟气中的雾滴浓度低于75mg/Nm3，然而在实际运行过程中，受锅炉灰分、烟气流速等影响，除雾效率会有所下降[18]。另外，气液比（L/G）过大、吸收塔出口烟气温度低都会引起净化后的烟气含湿量偏高[19]，从表2[15]中可以清楚地看出烟气经过脱硫系统前后的温度和含湿量的变化。图 1 脱硫系统水平衡图表2脱硫系统前后烟气特征参数变化吸收塔单位褐煤烟煤入口湿烟气中水蒸汽体积比%10.437.8入口烟气温度℃137126出口烟气温度℃56.548.7出口干烟气量Nm3/kg5.726.87出口湿烟气量Nm3/kg1.180.9出口湿烟气中水蒸汽体积比%1712出口湿烟气中水蒸汽量t/h357205&陈海占等[16]的研究发现，烟气携带的水蒸汽量是脱硫系统水耗的最主要原因；陈崇明等[20]建立了如下脱硫系统出口烟气中湿份含量的计算模型。 & & & & & & & （2）式中：V—总烟气量，m3/h；C—烟气携带液滴浓度mg/m3；Cin、Cout—入口、出口烟气含湿量%；MH2O—H2O的摩尔质量。&2高湿烟气排放对环境和电厂的影响2.1高湿烟气排放对雾霾天气影响雾是由大量悬浮在近地面空气中的水汽凝结而形成的气溶胶系统，能使大气能见度降低到1km以下。霾（又称灰霾）是由悬浮在大气中的大量微小尘粒、烟粒或盐粒混合而形成的气溶胶体系，能造成水平能见度降低到 10km 以下。雾霾是大气湿度在80%-90%之间时雾和霾共存的一种天气现象[21]。由此可见，雾霾与高湿环境密不可分。2.1.1高湿条件下不利于污染物扩散燃煤电厂烟气中污染物包括SO2、NOx、CO2、SO3、HCl等可以和水蒸汽发生反应的酸性气体，也含有烟尘、CO、多环芳烃（PAH）等碳氢化合物及微量重金属元素（Hg、As、Pb）等不能被水吸收的成分。对一个城市来说，即使是同样的污染物排放总量，在扩散条件较好的情况下，空气质量则呈现为优良，而在不利扩散的异常天气下，空气质量就会呈现为污染天。当前研究已经证实，静风，逆温层的存在，会严重影响污染物扩散，是导致持续性雾霾天气的必要条件。然而不可忽视的是，在实际的大气环境中，空气湿度对污染物扩散也有很大影响[22-24]，研究发现，在不考虑污染物气体与水蒸汽发生化学反应的前提下，其扩散系数随空气湿度的增大而增大，即空气湿度越大污染物越容易扩散。梅宁[25]等将高斯模型与多组元扩散基本理论整合得出多组分扩散系数模型，其方程见公式（3），并解析出特征气体的扩散系数随湿度的变化曲线，如图2[26]所示。 & & &
& & & （3）其中：DA(BC)，DAB ，DAC分别为A 组分在BC 组分混合物、B 组分、C 组分中的扩散系数，A组分为气体污染物，B 组分为空气，C 组分为水蒸汽，X A，XB，XC分别为A、B、C 3 个组分所占的比例。NA为A 组分的摩尔通量。 & & & & &
& & & & & & & & & & & & & &图2 扩散系数随湿度变化曲线 & & 研究人员由图2得出结论：污染物气体扩散系数随相对湿度的增大而增大。但是，该结论忽视了水蒸汽对污染物气体吸收作用[27]和由于湿度差产生的密度差浮升力对扩散的影响[28]，水蒸汽可以和污染物气体发生化学反应形成二次污染物，在下文作具体阐述，这里首先讨论密度差浮升力对扩散的影响。 & & 将湿空气看作干空气与水蒸汽的混合物，在相同温度、压力下，干空气密度大于饱和水蒸汽密度。大气层是一个无限大的恒压系统，湿空气密度介于干空气密度与饱和水蒸汽密度之间。对于湿空气，可理解成压力为P的湿空气就由压力为Pd的干空气和压力为Ps的水蒸汽组成。根据道尔顿分压定律和气态方程得出湿空气的密度计算公式： & & & & & & & &
& & & & & & & & & &（4） & & 进一步计算出密度差浮升力： & & & & & & & & & &
& & & & & & & & & & & & & （5）式中：ρd—湿空气密度kg/m3；ψ—空气相对湿度%；P、Pb—湿空气压力、饱和水蒸汽压力kPa；ρc—污染气体密度kg/m3；g—重力加速度m/s2。污染气体的密度大小会对垂直方向上的扩散有加强或者减弱的作用。随着空气湿度增加，空气密度变小，在竖直方向上存在的密度差浮升力变小，这将使竖直方向上的扩散变得减缓。对于电厂湿烟气排放来说，上述理论模型不具实用性，因为“石膏雨”、“湿烟囱腐蚀”等多种现象的产生机理表明，烟囱尾部排烟湿度的增加会引起烟气密度的增大[29-30]，这是因为不能将湿烟囱这一小范围看作是恒压体系。但是，密度大的湿烟气下沉同样不利用污染物扩散，造成地面污染浓度相对较高，这与高湿环境不利于污染物扩散的结论是一致的。式（4）（5）对整个大气层来说是适用的，邓长菊等[31]统计并分析了雾、霾生消前后均无降水出现的天气，如图3所示，并得出整个大气层的湿度变化特征：①雾、霾生成和消散前后相对湿度的变化主要集中在低层大气，且近地大气层的相对湿度变化趋势更为明显；②能见度最低时，近地大气层的相对湿度最大，超过80%；③500 m以下存在明显的“逆湿层”，且“逆湿层”的相对湿度大于80％。图3 &大气层相对湿度变化图“逆湿层”是一种下湿上干的大气层结构，与下冷上暖的逆温层共同作用形成大气稳定层结构。稳定层结构大多为垂直递减率较小的层结构，即一种不利于气体上升运动，很难形成稳定对流扩散的层结构[32]。根据上式（4）（5）所得出的结论，近地大气“逆湿层”的存在会使密度差浮升力变小，不利于污染物气体在垂直方向上的扩散，造成污染物气体在低层大气积聚，进而促进雾霾的形成。同时，湿度变化相对集中的近地大气层也是逆温层稳定存在的区域，“逆湿层”和逆温层共同作用更加不利于污染物扩散，引发持续性雾霾天气的产生。同时，高湿烟气导致的排烟高度的变化，使烟气抬升高度明显下降，扩散能力差，这导致大气污染物在低层大气的蓄积，在不良的气象条件下，形成雾霾。烟气抬升高度由下式计算[33]： & & & & & & & & & & （6） & & & & & & & & & & & & & & & & （7）式中H为烟气抬升高度；QH为烟气热释放率；Hs为烟囱几何高度；Vs为风速；Qv为实际排烟率；△T为烟气出口温度与大气温度差；T为烟气出口绝对温度；Pa为大气压力。 & &燃煤电厂排放的湿烟气往往温度很低，不经过GGH加热的尾部烟气温度只有40℃-50℃，从上式可知，低温烟气的抬升高度会明显降低，图4为笔者计算的某电厂安装GGH前后烟气抬升高度的变化。可以看出，经过GGH再热的烟气有更好的抬升效果。有学者指出，湿烟气凝结所释放的潜热又助于烟气抬升，Weil得出的理想模型表明，等温度条件下，湿烟气的抬升高度与干烟气的抬升高度之比为1.93[34]，但是在实际的排放过程中，只有很小的一部分水蒸汽会凝结，这是因为空气具有很强的容纳水蒸汽的能力，而且空气温度越高，其容纳水蒸汽的能力越强，当水蒸汽凝结时，释放出的潜热将使空气温度升高，增强了大气容纳能力，这又反过来减少了继续凝结的可能性。可见，因水蒸汽凝结所释放的潜热使烟气抬升高度的增加不会很大，图8是某电厂在无风条件下高湿烟气的排放情况，可见其抬升和扩散效果非常差。在未来，取消GGH带来的环境问题需要更深入的探讨，研究更合理的烟气再热技术将会成为科研的重点。 & & & & & & & & 图4 &GGH对烟气抬升高度的影响2.1.2高湿环境促使大气污染物的二次转化 & &气溶胶颗粒可分为三部分[35]，如图5所示，包括表面薄膜水层、可溶部分和不可溶核。外层水膜对于气溶胶粒子来说很重要，它是粒子与周围大气的中介，它的性质在很多方面决定了气溶胶颗粒的物理化学特性。在较高的相对湿度条件下，气溶胶粒子会吸收大气中的水分，同时，这层水膜也是可溶性污染物气体NOx、SO2进入气溶胶颗粒的通道，在这里NOx、SO2、SO3发生液相传质和非均相氧化反应[36]，二次转化为硝酸、亚硝酸、硫酸和盐[37-39]，阻碍污染物干态扩散的同时使气溶胶酸化并形成危害更大的二次气溶胶颗粒，在气溶胶颗粒表层沉积，加重空气污染，另外，新形成的二次气溶胶颗粒往往有更强的吸湿性[40]。整个过程中高湿环境起到了重要的促进作用。图5 气溶胶微观结构大气中主要的非均相传质过程如表3所示。相对湿度影响颗粒表面的酸化反应程度：湿度越大，反应进行得越彻底；湿度越小则反之。从另一方面说，相对湿度的大小决定了在气溶胶表面的由酸化反应而累积的酸和酸根的多少。除在气溶胶表层发生非均相转化之外，在云滴、雾中也会发生同样的二次转化。表3 非均相传质原理污染物种类反应原理&NOxN2O5+H2O→2HNO3NO+NO2+H2O→2HNO22NO2+H2O→HNO3+HNO2&SO2SO2+H2O&#8652;H2SO3 & O3+H2SO3=H2SO4+O22SO2+2H2O+O2→2H2SO4（Fe3+、Mn2+等催化）SO2+H2O2→SO42-+H2OSO3SO3+H2O→H2SO4高湿烟气引起的大气污染物二次转化会带来一系列的环境问题[41]。首先，污染物进入液相，不利于污染物扩散；引发酸性烟雾型污染，在气温较低、湿度较高和日光较弱的气象条件下，燃煤排放的酸性污染物气体发生液相转化，使烟尘酸化并积聚在低层大气，并改变气溶胶光学特性，形成很浓的黄色烟雾；引发酸性降水，酸化后的气溶胶通过湿沉降，即降雨的形式直接迁移到地面；造成雾后气溶胶粒子数量增多[42]。近期，由SO3引起的烟囱尾部“蓝烟”问题受到普遍关注[43]，在未来，高湿环境对“蓝烟”的影响将会成为今后环保界关注的热点，因为，高湿环境促进烟气中的SO3二次转化为硫酸气溶胶，吸附烟气周围的亚微米级颗粒，加重“蓝烟”问题。2.1.3高湿环境促进气溶胶活化和吸湿增长，影响大气能见度大气气溶胶是由固体或液体微粒均匀地分散在空气中形成的一个庞大的分散体系，其分类如图6所示[44]。图6 气溶胶分类图大气气溶胶颗粒的粒径范围一般在0.001μm-100μm之间，根据空气动力学直径（AD）的大小可以将颗粒物分为三种：AD＜2.5μm的颗粒物称为细颗粒物（PM2.5）、AD＜10μm的颗粒物称为可吸入颗粒物（PM10）、AD＜100μm的所有悬浮颗粒物称为总悬浮颗粒物（TSP）；也可以根据来源分为扬尘、煤烟、飞灰等直接形成的稳定污染体系的一次气溶胶和由一次气态污染物SO2、SO3、NOx和微量有毒重金属元素经过化学或光学反应形成的二次气溶胶；根据气溶胶的吸湿性强弱，可将气溶胶分为吸湿性气溶胶与非吸湿性气溶胶：尾部烟气中常见的无机组分，如硫酸盐、硝酸盐等都具有较强的吸湿特性，属于吸湿性气溶胶。而对于煤烟、飞灰等，则不具有吸湿性，属于非吸湿性气溶胶。目前，中国燃煤发电厂均配备先进的烟气脱硫脱硝系统，对SO2、NOx的去除率达到90%以上，有效地减轻了大气污染物排放，但是受锅炉负荷、烟气总量等因素的影响，脱硫脱硝效率会有所下降，有害气体排放总量居高不下。同时不可忽视的是国家对于SO3仍没有限制指标，这些污染物气体作为气溶胶前体物排放到大气中。另外，燃煤电厂广泛使用的是静电除尘器（ESP），对大颗粒物的去除效率超过90%，但是对于PM2.5、PM1等亚微米级细颗粒物的脱除效率非常有限，这部分细微颗粒物以一次气溶胶的形式排入大气环境。许多全球性环境问题都与气溶胶有关，造成持续性雾霾天气的根源也是气溶胶污染，由于粒径小，气溶胶颗粒可以直接进入肺部，诱发各种疾病，危害人体健康[45-46]。悬浮在大气中的气溶胶颗粒，其形态、性质无时无刻不在发生着各种变化，而大气中的水汽就是影响这种变化的最重要因子之一，因为，吸湿性气溶胶粒子的活性增长速率依赖于大气水汽的含量，水汽在气溶胶颗粒表面上凝结，使得颗粒增大，这种现象被称为气溶胶的吸湿增长[47]。目前，衡量气溶胶吸湿特性的参数有吸湿增长因子[48]（GF）和潮解点（DRH）。吸湿增长因子的定义为：气溶胶在某一给定RH下的粒径（Dp）与吸湿前干粒径（Do）的比值，即GF（RH）= Dp / Do。潮解点则常被用来描述气溶胶相态随RH的变化特性：潮解点是指气溶胶在RH升高的过程中，固态完全转变为液态时的RH。在湿度未达到潮解点之前，由于粒子表面张力、饱和水汽压和物化性质的差异，水汽不能在其表面凝结，相应的气溶胶粒子的粒径并无明显改变，所以粒子没有明显表现出吸湿增长特性，称之为潮解阶段；而达到潮解点后，水汽的凝结作用、固液表面的化学反应以及非均向传质过程使得粒径突然增长，此后气溶胶的粒径表现出较为平滑的增长，称为吸湿增长阶段[49-52]。研究发现，硫酸盐在吸湿增长过程中有明显的潮解现象，而硝酸盐则没有明显的潮解点[53]，如图7所示。图7 常见盐的吸湿增长特性在影响能见度的诸多因素中，气溶胶粒子的消光特性是限制对流层能见度的主要因素，气溶胶的吸湿特性是联系气溶胶微物理和化学性质的关键参数，更是气溶胶光学性质的决定性参数之一[54]。研究表明，气溶胶颗粒物的吸湿潮解会使气溶胶粒径增大20%-60%[52]，影响气溶胶的散射能力，改变气溶胶消光特性，降低大气能见度。W.J.Qu等[55]研究了中国东部城市中能见度与气溶胶吸湿增长的关系，发现能见度的降低主要是由硫酸盐和硝酸盐的吸湿增长所造成的，大气中的水蒸汽会促进污染物的二次转化与富集；J.Chen等[56]研究发现，当在吸湿性气溶胶达到潮解点之前，影响能见度的主要因素是气溶胶浓度，在达到潮解点之后，湿度的增加则成为了影响能见度的主要因素，对近地大气层的污染最为直接。消光系数、气溶胶浓度和相对湿度之间的关系的经验公式，结合Kim等[57]探究得出大气能见度与消光系数的关系，得出大气能见度N与气溶胶浓度V、相对湿度RH之间的理论模型： & & & & & & & & & & & & & & & & & &（8） &式中，k值代表单位消光系数，通常a=0.944，b=0.475。 & & & & & & & & & & & & & & & &当前对于气溶胶吸湿特性的理论已经有了比较深入的研究，对于吸湿增长后的气溶胶对大气能见度的影响已经相对成熟，但是，其他方面的环境影响研究相对缺乏，例如，湿度较大时，气溶胶颗粒物的吸湿潮解会导致污染物颗粒粒径增大，变重下沉，降低排烟抬升高度，使污染物积聚在低层空气中，同时阻碍烟气的扩散，降低气溶胶的自清除速率，加重空气的污染，引发持续性雾霾天气。另外，单纯对于吸湿性气溶胶的研究还不够，在未来一段时间内，高湿环境与逆温层的关系、相对湿度对重金属和挥发性有机物（VOC）二次转化的探究、非吸湿性气溶胶对水分的吸附作用、气溶胶和水蒸汽凝核增长的动力学探究以及对环境方面的综合影响评价，尤其是其对于雾霾的贡献将会受到普遍关注。2.2高湿烟气排放对电厂节水和锅炉热效率的影响现有资料表明，自2000年以来，我国火电企业的用水量占全国工业用水量的比例一直在40%以上，并且这个比例在逐年增高，而火电装机较为集中的省份又处于水资源匮乏或极度匮乏的北方。据统计，我国燃煤锅炉烟气湿法脱硫每年向大气排放上亿吨的水蒸汽，以欧洲某400MW火力发电厂为例，每小时消耗补给水30t，同时每小时排放烟气中的含水约150t。如果FGD采用湿法脱硫，烟气中水含量如表4[58]所示。表4 &各类型机组中烟气含水量煤种及系统300MW烟气含水量t/h600MW烟气含水量t/h1000MW烟气含水量t/h褐/烟煤+湿法脱硫系统160300450&另外，高湿烟气排放会带出大量的潜热和显热，Hanna研究指出，火电厂冷却塔排放的湿烟气中的能量相当于所产生电能的两倍，而所浪费的能量中有超过一半是以潜热的形式排放的[59]。由此可见，高湿烟气的排放不但会使电厂水耗增加，而且会带出大量的热，增加电厂能耗。在未来，高湿烟气水回收工作将会成为电厂开展节能减排的重点。2.3高湿烟气排放对烟道、烟囱腐蚀的影响早期传统的湿法脱硫系统配备有气-气换热器（GGH），它的作用是利用原烟气将脱硫后的净烟气进行加热，使排烟温度达到酸露点之上，减轻对烟道和烟囱的腐蚀，提高污染物在大气的扩散程度；同时降低进入吸收塔的烟气温度，减少蒸发水耗，并降低塔内对防腐的工艺技术要求[60]。但是由于初次投资费用巨大；频繁清洗会大大增加维护检修费用；系统阻力增大且不稳定，使能耗增加，影响主机安全问题，中国明确规定：对于新建机组不再要求设置GGH，而在实际运行过程中目前大部分燃煤电厂取消或停用了GGH，但同时造成湿法脱硫后烟气排烟湿度过大，带来了严重的烟囱低温腐蚀问题[61]。造成现钢制烟道和烟囱使用寿命不长、风机叶轮“飞车”事故，带来严重的经济损失。湿法脱硫对SO2的脱除效率很高，能达到90%以上，但是对SO3的脱除效率并不高，约20%左右，而SO3正是锅炉尾部低温腐蚀的重要成分[62-63]，除此之外，烟气中还存在未经净化处理的 NOx、HF、HCl 等腐蚀性化合物。烟气露点是一个可以清楚表征低温腐蚀是否发生的重要指标，并在一定程度上表示腐蚀的严重性[64]，Haase和Borgmann在1981年提出烟气露点的计算公式[65]： & & & &
& & & & & &（9）式中：tsld—烟气露点温度，℃；PH2O—烟气中SO3的分压，Pa；PSO3一烟气中H2O的分压，Pa。当脱硫效率95％时，酸性烟气的露点在80℃左右，经湿法脱硫后，烟气温度降低，未加GGH时，温度降低至40℃-50℃，在露点以下，SO2、SO3、NOx等腐蚀性气体在低温、高湿的环境下易与水蒸汽反应生成稀酸溶液（如亚硫酸、硫酸、硝酸等），这些稀酸液滴附着在烟道上，对烟囱钢质结构形成点蚀、缝隙腐蚀、应力腐蚀等强腐蚀作用[66]。以SO2为例低温腐蚀原理如下[67]。 & & &化学腐蚀：Fe + SO2 + H2O= FeSO3 + H2 & & & & & & & & & & & & & & （10） & & & & & &Fe + SO2 + O2= FeSO4 & & & & & & & & & & & & & & & & & &（11）电化学腐蚀：Fe = Fe2+ + 2e & & & & & & & & & & & & & & & &（12） & & & & & &Fe2+ + 8FeO + 8OH-+ 2e = 3Fe3O4 + 4H2O & & & &（13）此外，烟气湿度大，密度高，导致烟气自然下沉，自抽吸能力下降，不易向上扩散迁移，导致酸性污染物滞留时间增加，加强了与烟气中水的传质，加速形成腐蚀介质，加重了烟囱腐蚀。高湿烟气排放还会引发“石膏雨”，改变电厂周围局部气候[68]。由于净烟气温度较低，因此在环境空气中的水分接近饱和，形成白色“烟羽”，影响视觉[69]，而且气象扩散条件不好时，烟气离开烟囱出口时会形成冷凝水滴，造成“湿烟囱”排放；另外烟气的抬升高度降低，导致烟气不能迅速消散，特别是当地区温度、气压较低或在阴霾天气的时间段，烟气中携带的粉尘及液滴聚集在烟囱附近，造成烟囱下风向的降水，落到地面形成“烟囱雨”（又称“石膏雨”），影响局部地区的气候，对电厂及周边环境产生污染，造成不利的社会影响，甚至引起公众恐慌。图8为国内某高硫煤电厂高湿烟气排放情况。图8 国内某电厂脱硫后烟气排放&GGH的弃用在给电厂节约投资成本的同时也引发了一系列的环境问题，在未来一段时间内，是否取消GGH、如何合理利用GGH、如何在投资和环保之间找到契合点，既减少运行费用，同时减轻低温高湿烟气排放带来的问题将会成为研究的重点。&3 减轻高湿烟气对环境和电厂影响的对策3.1 烟气加热为避免湿烟囱直排带来的环境问题，减轻烟囱腐蚀，提高烟气扩散能力，许多国家电厂安装烟气加热系统，并规定了烟囱出口的最低排烟温度，德国规定不低于72℃，日本规定为90℃-110℃，英国规定不低于80℃。而美国为减少投资和运行成本，避免烟气加热系统带来的安全隐患，自20世纪80年代中期以来，FGD已开始选择湿烟囱运行。目前国内外常用的烟气加热系统除上述气-气换热器（GGH）外，还有中间热媒体烟气换热器（MGGH），与GGH原理类似，也是一种利用高温流体余热加热低温流体的换热设备。通常，降温换热器设置在空预器后，升温换热器设置在脱硫塔出口处，利用空预器后的高温烟气加热管路中的传热介质，将这部分热量传输到脱硫塔，与低温烟气发生热量传递，将烟气加热，降温后的介质再返回空预器，如此循环下去。与GGH相比，MGGH在安全运行和设备维护费用等方面均存在一定的优势，但是由于初次投资费用巨大，设备堵灰和旁路等问题，MGGH应用案例较少。另外，美国一些电厂考虑到FGD系统不安装GGH后排放的烟温过低，可能对电厂周边环境产生不利影响，因此在烟囱底部安装了燃烧洁净燃料的燃烧器，在气象条件不利于扩散时，对脱硫后的烟气临时加热。该方法的投资和运行费用都较低，又起到了保护环境的作用，是一种经济的解决方案，但是，这种方法在我国还没有工业化应用，其具体经济性、安全性、适用性仍然面临考证。更值得一提的是，除上述通过烟气加热的方法来达到良好的扩散条件的方法，还有一种无加热系统的烟气排放方式，即烟塔合一技术，该技术首先应用于德国，2002年开始，德国取消了对烟气排放温度的限制，改用烟塔合一的技术路线。烟塔合一技术是利用冷却塔巨大的热湿空气对脱硫后的净烟气形成一个环状气幕对脱硫后净烟气形成包裹和抬升，产生巨大的热浮力，增加烟气的抬升高度。另外，相比于湿烟囱，冷水塔中的循环水与温度更高的汽轮机乏汽发生热量交换，其排放的湿蒸汽温度达100℃以上，具有更好的抬升效果，从而促进烟气中污染物的扩散[70]，采用该技术可以省略火电厂湿法烟气脱硫系统的再热器和烟囱这不仅可以提高火力发电系统的能源利用效率而且大大简化了火电厂的烟气系统减少了设备投资，具有广阔的应用前景[71]。3.2 烟气中水回收 &烟气中有巨大含量的水分，如果能够回收利用，将为火电企业节水和资源循环利用提供一个新的思路，若烟气中20%的水蒸汽可被捕捉，则燃煤发电厂可达到补水自足，若20%以上的水蒸汽可被捕集，则该电厂可对外界提供一定量的水。在回收排烟湿份的同时，烟气中的气体组分被冷凝水吸收或反应，使得排烟中SO2、NOx等有害物质的含量减少。另外，水蒸汽在凝结的同时可以释放大量的显热及潜热，这部分热量可以回收利用，如用于加热锅炉给水，则会大大提高热能的利用率[72]。由此可见，高含湿烟气中水分回收利用对保障缺水地区火电企业用水，同时节水降耗、提高锅炉热效率以及控制环境污染等有重要作用。烟气中水分回收利用技术可借鉴应用广泛的气体脱湿方法，气体脱湿的方法很多，常见的有冷冻法、吸收法、吸附法和膜法[58 73-74]，各种技术方法的特点如表5所示。表5 各种气体脱湿技术比较操作方法冷冻/冷凝法吸收法吸附法膜法分离原理冷凝吸收吸附渗透除湿后露点/℃0~-200~-30-30~-50-20~-40设备占地面积中大大小操作维修中难中易生产规模小~大型大型中~大型小~大型主要设备冷冻机表冷剂吸收塔换热器泵吸附塔换热器切换阀膜分离器换热器耗能大大大小&目前，气体脱水主要有低温冷凝、液态/固态吸附和膜分离等技术，唯一实现商业化的技术为烟气冷凝。该技术通过应用塑料换热器达到节能节水的效果，缺点是此产品水质不高，具有腐蚀性，只有当节能效果显著时，该产品才具有明显商业价值[75-77]。另一种方法是通过干燥剂回收水分[78]，该方法已进入示范阶段，但未实现商业化。相比其它脱水技术而言，膜法水捕集技术有一项明显不同于其它制水技术（冷凝法、干燥剂法等）的重要特征，即该技术基于气体分子分离，可使用更少的步骤完成高质水的制备。采用膜分离技术来回收火电厂烟气中的水分还具有以下优点[79-81]：（1）回收过程连续进行；（2）不使用化学物质，无二次污染，回收水的水质能够得到保证，回收的高品质水可并入电厂汽水系统，可用作给水、脱硫工艺水或循环水，解决北方缺水地区燃煤电厂的水利用紧缺的问题，实现电厂水资源的循环利用，直接降低电厂用水成本，减轻电厂运行的经济负担；（3）系统工艺简单，能耗小，操作费用低，易维护，可通过调节膜组件适应不同工况需求。随着新型膜材料的出现，新的制膜工艺、新的膜分离过程的发展，膜分离水蒸汽技术系统简单、水质好且无污染物排放，将是一种极有前景的技术。3.3脱除排烟中亚微米颗粒物雾霾是以PM2.5为主的亚微米颗粒物作为凝结核形成的气溶胶污染天气，PM2.5粒径小，在大气中停留时间长，具有极强的迁移能力，控制和治理难度很大[82]。目前，燃煤电厂常用的除尘设备主要是静电除尘器和袋式除尘器，传统的干式静电除尘器对于粒径大于10μm的大颗粒粉尘的脱除效率可达到90％以上，而由于反电晕和二次扬尘等问题导致其对于PM2.5等亚微米颗粒的去除率不高；布袋除尘器存在运行阻力大、运行成本高和积灰等问题一直没有得到广泛应用。为克服传统除尘工艺的弊端，近几年对于除尘新工艺的探讨屡见不鲜。一些电厂采用静电除尘器与旋风除尘器相结合的复合式除尘器，基本原理是在旋风分离器空腔主轴上加入电晕极，在旋转的气流中产生电场力，但是由于两种方式存在机理上的冲突，如风速增大，颗粒停留时间变短，静电作用降低；风速太小，旋风作用减弱，在实际运行过程中这种方式很难实现除尘效率的最大化；20世纪90年代美国研发出了静电除尘器和布袋除尘器混合使用的复合式除尘器[83]原理是将二者布置于一个腔内，把滤袋置于静电极板和极线之间。该工艺对细颗粒物的脱除效率达到90％，但是此技术的难点是滤袋的保护，频繁更换不利于系统运行。考虑到传统除尘技术难以高效捕集亚微米颗粒，科研人员开始研究超细颗粒物凝并促进技术，其原理是利用声、光、电、磁、热等手段增强离子碰撞，使亚微米颗粒相互靠近并最终凝聚成较大的颗粒，增强捕集效率。该技术过程原理复杂，目前还处于研究阶段。另外， WFGD 系统虽然可以有效降低总颗粒物浓度，但湿法脱硫烟气中的细小液滴干燥后产生的浆渣在反而增加了亚微米颗粒物的排放量。此外，当烟气通过空气预热器时烟气温度降低，SO3与生成H2SO4气溶胶，这部分气溶胶不能被ESP捕集，因此，在吸收塔下游安装湿式电除尘器，减少硫酸气溶胶和微细粉尘的排放。与干式静电除尘器相比，湿式静电除尘器采用连续的水膜高效清灰，不受粉尘比电阻的影响，避免了反电晕和二次扬尘等问题，大大提高了亚微米颗粒的脱除效率[84-85]。同样值得一提的是低低温静电除尘技术[86]，其实质是在传统的干式静电除尘器之前对烟气进行冷却，使烟温由130℃降低至约85℃，，从而达到降低粉尘比电阻，脱除SO3的双重目的，近年来我国湿式静电除尘技术和低低温电除尘技术发展很快，未来具有广阔的应用前景。&4讨论图9是作者对高湿烟气来源及其环境影响的概括总结，高湿烟气排放引起整个大气层相对湿度增加，从而影响污染物扩散、污染物二次转化，大气能见度等。此外，针对电厂本身而言高湿烟气对电厂节水、余热回用、烟囱腐蚀和对周围气候等俱产生不利影响。就目前国内外研究进展而言，对高湿烟气排放对环境影响的研究仅限于烟囱腐蚀、自身水耗、热能利用和局部气候，对于高湿烟气排放引起的整个低层大气相对湿度的增加关注甚少。可以预计，随着雾霾现象在中国愈发严重，高湿烟气排放的研究日益引起学者的重视，其中，逆湿层与雾霾天气的关系、相对湿度对重金属和挥发性有机物（VOC）二次转化的探究、非吸湿性气溶胶对水分的吸附作用、气溶胶和水蒸汽凝核增长的动力学探究以及对环境方面的综合影响评价，尤其是其对于雾霾的贡献将会受到普遍关注。另外，对取消GGH带来的环境影响将会被重新全面评估，高湿烟气水回收技术将会得到发展，对新型除尘技术的研发也会更加深入。图9 高湿烟气对环境影响示意图&5 结论（1）烟气中湿份最主要的来源是锅炉中煤的燃烧和湿法脱硫系统。此外，烟气脱硝系统、湿式除尘器也会造成排烟湿度的增大，但是相对于燃煤和湿法脱硫系统产生的水量极少；（2）高湿条件不利于污染物扩散、促使大气污染物的二次转化、促进气溶胶活化和吸湿增长，影响大气能见度，是引发持续性雾霾天气的重要条件之一；（3）对电厂本身而言，高湿烟气对电厂节水、余热回用、烟囱腐蚀和对周围气候会产生不利影响；（4）建议对取消GGH带来的环境影响重新全面评估，高湿烟气水回收技术与新型亚微米除尘技术的研发会减轻高湿烟气的环境影响。&参考文献[1]Jin X C, Zhang GY, Xiao C J, et al. 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